PENGARUH DISTRIBUTED GENERATION (DG) TERHADAP IDENTIFIKASI LOKASI GANGGUAN ANTAR FASA PADA JARINGAN TEGANGAN MENENGAH (JTM) Anggik Riezka Apriyanto – 2208100541 Jurusan Teknik Elektro-FTI, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Kampus ITS, Keputih-Sukolilo, Surabaya-60111
Abstrak : Identifikasi gangguan antar fasa pada JTM yang terhubung DG. Jarak dari substation ke lokasi gangguan dihitung dengan teori dasar tegangan dan arus hasil dari pengukuran di-substation. Pada saat DG dihubungkan di-feeder distribusi JTM akan mempengaruhi identifikasi lokasi gangguan tersebut. DG menyebabkan arus di-substation pada saat gangguan semakin kecil, dan mengakibatkan error perhitungan semakin besar. Ada 2 metode yang digunakan untuk mengurangi error yang diakibatkan terhubungnya unit DG tersebut. Metode kompensasi pertama yaitu perhitungan hasil dari pengukuran tegangan dan arus di-substation sebelum dan saat terjadi gangguan hubung singkat. Hasil dari kompensasi pertama kurang efektif digunakan di-feeder pendek dengan beban besar (Kalijudan). Error semakin besar dibagian setelah titik hubung DG. Hasil yang sama ketika feeder di hubungkan dengan satu, dua, dan unit DG Metode kompensasi kedua yaitu perhitungan hasil dari pengukuran tegangan dan arus di-substation dan titik hubung DG sebelum dan saat terjadi gangguan hubung singkat. Kompensasi kedua dengan 3 unit DG menghasilkan rata-rata error terkecil dari semua percobaan yang telah dilakukan pada tugas akhir ini.
listrik baik di pusat-pusat industri maupun dalam melayani kebutuhan listrik rumah tangga, maka untuk menjamin kontinuitas dan kualitas daya listrik yang diterima oleh konsumen, perlu adanya peningkatan terhadap sistem pelayanan yang diberikan oleh pihak penyedia tenaga listrik. Salah satu cara yang dapat dilakukan adalah dengan segera mengatasi gangguan yang timbul pada jaringan distribusi secepat mungkin tanpa mengabaikan stabilitas sistem. II.
FEEDER JTM (KALIJUDAN), SIMULASI MENGGUNAKAN ETAP 5.0.3
Panjang feeder utama dari substation ke beban terakhir yaitu 4,88 Km, 20 KV dengan simulasi menggunakan satu unit DG (3 MW, generator sinkron, pf=1), simulasi menggunakan dua unit DG ( setiap DG berkapasitas 1,5 MW, generator sinkron, pf=1) dan, simulasi menggunakan tiga unit DG ( setiap DG berkapasitas 1 MW, generator sinkron, pf=1)
Kata kunci: Aliran Daya, Lokasi Gangguan, JTM, DG, Gangguan Hubung Singkat Antar Fasa, Jaringan Tegangan Menengah.
I.
PENDAHULUAN
Sistem jaringan tegangan menengah pada saluran distribusi, tenaga listrik tidak dapat terlepas dari berbagai macam gangguan, baik yang bersifat temporer maupun permanen. salah satu gangguan yang sering terjadi pada saluran distribusi tenaga listrik adalah gangguan hubung singkat. Bila gangguan hubung singkat terlalu lama akan berpengaruh terhadap sistem antara lain yaitu berkurangnya kestabilan, keandalan dan kualitas daya. Kerusakan mekanis pada peralatan – peralatan listrik yang terhubung dengan sistem yang sedang mengalami gagguan tersebut disebabkan arus tak seimbang serta turunnya tegangan, dengan demikian mengingat semakin pesatnya kebutuhan akan tenaga
Gambar 1 Deskripsi Single Line Diagram JTM (Kalijudan) Us,Is
:
,
:
f-main/f-side :
Tegangan dan arus di-substation pada saat gangguan diukur dengan menggunakan simulasi ETAP. Tegangan dan arus DG pada saat gangguan, diukur dengan menggunakan simulasi ETAP. Lokasi gangguan pada cabang utama dan cabang samping.
Jarak dari substation kelokasi gangguan ( ), dihitung dari hasil pengukuran tegangan dan arus pada substation. Pengukuran tersebut menggunakan simulasi ETAP. Untuk memperkecil pengaruh dari kesalahan resistansi, dikarenakan nilai reistansi dapat berubahrubah disebabkan oleh suhu, maka nilai imajiner digunakan untuk menghitung jarak gangguan. Persamaan (1) digunakan untuk menghitung jarak gangguan antar fasa.
160 140 120
Error (meter)
III. Perhitungan Jarak Lokasi Gangguan Dari Substation
100 80 60 40 20 0
Im .
-20 0
(1)
Dimana,
= Jarak dari substation ke lokasi gangguan (Km) = Tegangan fasa B di-substation pada saat gangguan (KV) = Tegangan fasa C di-substation pada saat gangguan (KV) = Arus fasa B di-substation pada saat gangguan (KA) = Arus fasa C di-substation pada saat gangguan (KA) = reaktansi per unit (ohm/Km)
2000 3000 4000 5000 6000 Lokasi DG (meter) Gambar 2 Grafik error akibat Penempatan DG Difeeder Utama Gambar 2 menunjukkan error terbesar ketika DG dihubungkan pada jarak 100-1000 meter dan error terkecil terletak di akhir feeder 3500-4880 meter dari substation dengan gangguan hubung singkat antar fasa di akhir feeder utama. Gambar 3 adalah grafik identifikasi lokasi gangguan antar fasa pada saat terhubung satu unit DG (3 MW, pf=1, generator sinkron). DG terhubung di tengah feeder utama (2262.01 meter dari substation) dan lokasi gangguan terjadi di titik yang bervariasi di sepanjang feeder utama.
Satu DG unit
Simulasi ini digunakan untuk mengetahui pengaruh dari penempatan DG terhadap identifikasi lokasi gangguan antar fasa pada JTM (Kalijudan). Gambar 2 adalah perhitungan dari hasil simulasi dengan menggunakan satu unit DG (3 MW, generator sinkron,pf=1). DG ditempatkan di berbagai tempat disepanjang feeder utama pada jaringan distribusi tegangan menengah berebentuk radial (Kalijudan), dengan gangguan hubung singkat di akhir feeder utama. Dari gambar 2 grafik menunjukkan penempatan DG berpengaruh besar dalam identifikasi lokasi gangguan antar fasa. Pada saat gangguan hubung singkat antar fasa dan DG terhubung di akhir feeder, error hasil perhitungan kecil ini disebabkan beban di akhir feeder mampu mengimbangi akibat penambahan DG. Pada saat lokasi DG semakin dekat dengan substation atau semakin jauh sebelum lokasi gangguan maka error-nya semakin besar ini disebabkan penambahan DG lebih dominan dari pada beban.
120 100 80 error (meter)
a.
1000
60 40 20 0
-20 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
-40 Lokasi Gangguan (meter) Gambar 3 Grafik Identifikasi Lokasi Gangguan Terhubung 1 DG Sebelum Dikompensasi Dari gambar 3 grafik menunjukkan bahwa DG mengakibatkan error postip, yaitu 2000-4880 meter dan
error negatip terletak dibagian awal antara substation dan titik hubung DG yaitu 100-2000 meter. Hal tersebut menunjukkan bahwa error positip lebih dominan akibat terhubungnya DG.
80 70 60
b.
error (meter)
50 40
Dua unit DG
30
Gambar 4 menunjukkan hasil dari perhitungan identifikasi lokasi gangguan antar fasa dengan feeder JTM (kaljudan) terhubung dua unit DG (setiap unit-nya berkapasitas 1,5 MW, pf=1, generator sinkron) dan lokasi gangguan terjadi di titik yang bervariasi di sepanjang feeder utama. DG yang pertama terhubung pada jarak 1217,85 meter (1/3 dari total panjang feeder utama) dari substation sementara DG yang kedua 3486,05 meter (2/3 dari total panjang feeder utama).
20 10 0
-10 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
-20
lokasi gangguan (meter) Gambar 5 Grafik Identifikasi Lokasi Gangguan Terhubung 3 DG
120 Dari gambar grafik 5 terhubungnya 3 unit DG mengakibatkan error positip terletak disepanjang feeder. Semakin jauh lokasi gangguan maka semakin besar error yang dihasilkan. Error positip mulai dari jarak 1000 meter dari substation sampai akhir feeder.
100
Error (meter)
80 60 40
IV.
20 0 -20 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
-40 Lokasi Gangguan (meter) Gambar 4 Grafik Identifikasi Lokasi Gangguan Terhubung 2 DG. Dari gambar 4 grafik hasil perhitungan identifikasi lokasi gangguan antar fasa dengan JTM terhubung dua unit DG menghasilkan error yang lebih besar dari pada terhubung dengan satu unit DG. Error positip terletak di bagian feeder setelah DG terhubung yaitu antara sekitar 1000-4880 meter.
c.
Tiga unit DG
Gambar 5 adalah grafik dari hasil perhitungan identifikasi lokasi gangguan hubung singkat antar fasa pada feeder distribusi JTM dengan terhubung 3 unit DG dan lokasi gangguan terjadi di titik yang bervariasi di sepanjang feeder utama. Setiap unit-nya berkapasitas 1 MW, pf=1, generator sinkron. DG yang pertama terhubung pada jarak 1217,85 meter (1/3 dari panjang feeder utama) dari substation, DG yang kedua 3486,05 meter (2/3 dari panjang feeder utama) dari substation, DG yang ketiga terhubung di akhir feeder utama.
Kompensai Pertama
Metode kompensasi pertama yaitu menghitung jarak lokasi gangguan antar fasa, setelah mengukur tegangan dan arus pada substation saat sebelum terjadi gangguan dan setelah terjadi gangguan dengan menggunakan model aliran daya beban statis[4] Beban dimodelkan menggunakan standard model beban statis (2). | | "#
| | !
| | "$
| | !
%
(2)
S, P, Q : Daya nyata, aktif, dan reaktif. : Faktor eksponensial daya aktif, set 1 &' (karakteiristik ketetapan arus). &( : Faktor eksponensial daya reaktif, set 2 (karakteiristik ketetapan impedansi). Kompensasi pertama yaitu dari persamaan model beban statis (2) digunakan untuk menghitung aliran daya ke dalam bentuk beban ekivalen ()* ). )*
+,
-+.
/ 0.
| , |
2 ,,! 2
%
"#
0,
| , |
2 ,,! 2
%
"$
3
(3)
Dimana: )* = Aliran daya nyata, setelah DG terhubung dengan JTM (KVA)
0. 0, |0 | 20, 2 &'
&(
= Perhitungan jarak dari substation ke lokasi gangguan (Km). = Daya aktif di-substation sebelum gangguan (KW). = Daya reaktif di-substation sebelum gangguan (KVAR). = Tegangan di-substation saat gangguan (KV) = Tegangan di-substation sebelum gangguan (KV) = Faktor eksponensial daya aktif, set 1 (karakteiristik ketetapan arus) = Faktor eksponensial daya reaktif, set 2 (karakteiristik ketetapan impedansi).
Kompensasi yang pertama yaitu menggunakan perhitungan lokasi gangguan sebelum terhubung DG (0 ), dikarenakan persamaan (1) yang harus dikompensasi. Setengah dari jarak terjauh adalah letak DG ditempatkan. Dengan menggunakan persamaan (4), arus dari aliran daya setelah dikompensasi dapat ditemukan. S =V I*
(4)
maka didapat: )*
)*
456 7
, 7
/ 0.
a.
Satu DG unit
Gambar 6 menunjukkan hasil dari perhitungan identifikasi lokasi gangguan antar fasa setelah terhubung satu unit DG dengan menggunakan metode kompensasi Pertama. DG (3 MW, pf=1, generator sinkron) ditempatkan di tengah feeder utama pada jaringan distribusi tegangan menengah berebentuk radial (Kalijudan) dan lokasi gangguan terjadi di titik yang bervariasi di sepanjang feeder utama.. Tanpa.Komp
250
Komp.1
200 150 100 50 0
| , |
2 ,,! 2
%
"#
8 0,
| , |
2 ,,! 2
%
"$
3 (5)
Setelah arus didapat dengan menggunakan persamaan (5), maka impedansi identifikasi lokasi gangguan antar fasa dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (6)
9:;<=. = Dimana: )*
Teori perhitungan lokasi gangguan setelah terhubung DG menggunakan kompensasi pertama dilakukan tiga tahap yaitu JTM (Kalijudan) dihubungkan satu,dua dan tiga unit DG secara berturutturut.
Error (meter)
0
,
, >?@A
(6)
= Arus setelah DG terhubung (KA)
9:;<=. = Impedansi baru hasil perhitungan
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
-50 Jarak Gangguan (meter) Gambar 6 Grafik Perbandingan Kompensasi 1 (1 DG) Dan Tanpa Kompensasi Dari gambar 6 grafik menunjukkan bahwa kompensasi pertama kurang efektif untuk mengurangi error dalam menentukan lokasi gangguan antar fasa. Error semakin besar dibagian feeder setelah titik hubung DG. Tapi kompensasi yang pertama dapat mengurangi error negatip yang disebabkan oleh beban dimana di bagian feeder sebelum titik hubung DG.
kompensasi pertama (ohm/Km)
Setelah nilai impedansi kompensasi pertama pada saat gangguan didapat, maka jarak identifikasi lokasi gangguan antar fasa dengan metode kompensasi pertama dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (7).
:;<=. =
(7)
:;<=. = Perhitungan lokasi gangguan hubung singkat dengan menggunakan kompensasi pertama (Km)
b.
Dua unit DG
Gambar 7 menunjukkan hasil dari perhitungan identifikasi lokasi gangguan antar fasa setelah terhubung dua unit DG (setiap DG membangkitkan 1,5 MW, pf=1, generator sinkron) dengan menggunakan metode kompensasi Pertama. DG yang pertama terhubung pada jarak 1217,85 meter (1/3 dari total panjang feeder utama) dari substation sementara DG yang kedua 3486,05 meter (2/3 dari total panjang feeder utama) dan lokasi gangguan terjadi di titik yang bervariasi di sepanjang feeder utama.
Komp.1
250
Dari gambar 8 menunjukkan kesamaan seperti terhubung dengan satu dan dua unit DG bahwa kompensasi pertama kurang efektif untuk mengurangi error dalam menentukan lokasi gangguan antar fasa. Error semakin besar ketika jarak gangguan semakin jauh. Error positip dimulai dari d 1200 meter sampai akhir feeder utama.
Tanpa Komp.
Error (meter)
200 150 100
V.
50 0 -50
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Lokasi Gangguan (meter) Gambar 7 Grafik Perbandingan Kompensasi 1 (2 DG) Dan Tanpa Kompensasi Dari gambar 7 menunjukkan kesamaan dengan hanya terhubung dengan satu unit DG, kompensasi pertama juga kurang efektif untuk mengurangi error dalam menentukan lokasi gangguan antar fasa saat terhubung dengan dua unit DG.
c.
Kompensasi kedua
Metode kompensasi yang kedua yaitu Menghitung jarak lokasi gangguan, setelah mengukur tegangan dan arus pada substation dan titik DG terhubung feeder saat sebelum terjadi gangguan dan setelah terjadi gangguan dengan menggunakan model aliran daya beban statis model[5]. Rangkaian model penyederhanaan feeder digunakan untuk mempermudah dalam menganalisa dalam menggunakan kompensasi kedua. kedua Gambar 9 adalah model penyederhanaan tersebut.
Tiga unit DG
Gambar 8 adalah grafik dari hasil perhitungan identifikasi lokasi gangguan hubung singkat antar fasa pada feeder distribusi JTM dengan terhubung 3 unit DG dan lokasi gangguan terjadi di titik yang bervariasi di sepanjang feeder utama. Setiap etiap unit-nya unit berkapasitas 1 MW, pf=1, generator sinkron.. DG yang pertama terhubung pada jarak 1217,85 meter (1/3 (1/ dari panjang feeder utama) dari substation, DG yang kedua 3486,05 meter (2/3 dari panjang feeder utama) dari substation, DG yang ketiga terhubung di akhir feeder utama.
Gambar 9 Representasi model penyederhanaan JTM Untuk menghitung lokasi gangguan hubung hubun singkat antar fasa dengan menggunakan menggun kompensasi kedua harus mengetahui tahui nilai arus yang mengalir kebeban saat terjadi hubung singkat. Nilai daya yang diserap oleh beban sebelum terjadi gangguan dapat dihitung dengan menggunakan persamaan 9 atau diukur. (8)
kompensasi 1
tanpa kompensasi
200 150
error (meter)
100 50 0 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
= Tegangan DG sebelum terjadi gangguan hubung singkat (KV) = Tegangan di-substation di sebelum terjadi gangguan hubung singkat (KV) = Impedansi sebelum titik hubung DG (ohm/km) = Daya yang menuju kebeban sebelum titk hubung DG (KVA) = Tegangan di-substation di sebelum hubung singkat (KV)
-50 Lokasi Gangguan (meter) Gambar 8 Grafikk Perbandingan Kompensasi 1 Dan Tanpa Kompensasi Terhubung Tiga Unit DG
Setelah daya yang diserap beban diketahui maka nilai arus saat terjadi gangguan dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (9) (
4,0 7
(9)
Maka didapat: ) =
7
| | "'
),M | | !
| | "(
8 ), | | !
%
(10)
Dimana: ) = Arus yang mengalir kebeban saat hubung singkat (KA) ), = Daya yang mengalir kebeban sebelum hubung singkat (KV) = Tegangan di-substation saat hubung singkat (KV) = Tegangan di-substation sebelum hubung singkat (KV) ),M = Daya aktif yang mengalir kebeban sebelum hubung singkat (KV) ), = Daya reaktif yang mengalir kebeban sebelum hubung singkat (KVAR) & = Faktor eksponensial daya aktif, set 1 (karakteiristik ketetapan arus). & = Faktor eksponensial daya reaktif, set 2 (karakteiristik ketetapan impedansi). Setelah nilai arus yang mengalir kebeban pada saat terjadi hubung singkat antar fasa diketahui maka kompensasi yang kedua dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (11)
:;<=.- Im N
ON * > *@A > @A
%. (11) O
:;<=.- = Perhitungan jarak lokasi hubung singkat dari substation menggunakan kompensasi kedua (Km) = Tegangan phase B di-substation saat terjadi hubung singkat (KV) = Tegangan phase C di-substation saat terjadi hubung singkat (KV) = Arus phase B di-substation saat terjadi hubung singkat (KA) ) = Arus phase B kebeban saat terjadi hubung singkat (KA) = Arus phase B di titik hubung DG saat terjadi hubung singkat (KA) = Arus phase C di-substation saat terjadi hubung singkat (KA) = Arus phase C kebeban saat terjadi hubung ) singkat (KA) = Arus phase C di titik hubung DG saat terjadi hubung singkat (KA) = Reaktansi per unit (ohm/Km)
Teori perhitungan lokasi gangguan setelah terhubung DG menggunakan kompensasi kedua dilakukan tiga tahap yaitu JTM (Kalijudan) dihubungkan satu,dua dan tiga unit DG secara berturutturut
a.
Satu DG unit
Gambar 10 menunjukkan hasil dari perhitungan identifikasi lokasi gangguan antar fasa setelah terhubung satu unit DG dengan menggunakan metode kompensasi Kedua. DG (3 MW, pf=1, generator sinkron) ditempatkan di tengah feeder utama pada jaringan distribusi tegangan menengah berebentuk radial (Kalijudan) dan lokasi gangguan terjadi di titik yang bervariasi di sepanjang feeder utama.
150 100 error(meter)
)
50 0 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
-50 -100 Lokasi Gangguan (meter) Gambar 10 Grafik Perbandingan Kompensasi 2 (1 DG Unit) Dan Tanpa Kompensasi Dari gambar 10 grafik menunjukkan bahwa kompensasi kedua kurang efektif untuk mengurangi error dalam menentukan lokasi gangguan antar fasa terhubung satu unit DG. Error semakin besar dibagian feeder antar 4000-5000 meter, tapi cukup efektif antara 3000-4000 meter. Error negatip yaitu antara 100-3000 meter sementara error positip antara 3000-4800 meter
b.
Dua unit DG
Gambar 11 menunjukkan hasil dari perhitungan identifikasi lokasi gangguan antar fasa setelah terhubung dua unit DG (setiap DG membangkitkan 1,5 MW, pf=1, generator sinkron) dengan menggunakan metode kompensasi Kedua. DG yang pertama terhubung pada jarak 1217,85 meter (1/3 dari total panjang feeder utama) dari substation sementara DG yang kedua 3486,05 meter (2/3 dari total
panjang feeder utama) dan lokasi gangguan terjadi di titik yang bervariasi di sepanjang feeder utama.
kompensasi 2
tanpa kompensasi
80 Komp.2
Tanpa Komp.
60 Error (meter)
120 100 error (meter)
80 60 40
40 20 0
20
-20
0
-40
-20 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
-40 -60 Lokasi Gangguan (meter) Gambar 11 Grafik Perbandingan Kompensasi 2 (2 DG Unit) Dengan Tanpa Kompensasi Dari gambar 11 menunjukkan bahwa kompensasi kedua efektif dengan menggunakan dua DG yang dipisah. Error yang dihasilkan lebih kecil dibandingkan dengan sebelum dikompensasi. Error kecil dibandingkan tanpa kompensasi terletak 18004200 meter dari substation, dan error besar terletak dibagian 100-1200 meter dari substation.
c.
Tiga unit DG
Gambar 12 adalah grafik dari hasil perhitungan identifikasi lokasi gangguan hubung singkat antar fasa pada feeder distribusi JTM dengan terhubung 3 unit DG (setiap unit-nya berkapasitas 1 MW, pf=1, generator sinkron) dengan kompensasi kedua. DG yang pertama terhubung pada jarak 1217,85 meter (1/3 dari panjang feeder utama) dari substation, DG yang kedua 3486,05 meter (2/3 dari panjang feeder utama) dari substation, DG yang ketiga terhubung di akhir feeder utama dan lokasi gangguan terjadi di titik yang bervariasi di sepanjang feeder utama.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
-60
Lokasi Gangguan (meter) Gambar 12 Grafik Perbandingan Kompensasi 2 (3DG) Dan Tanpa Kompensasi.
Dari gambar 12 menunjukkan bahwa kompensasi yang kedua sangat efektif dalam mengurangi error untuk menentukan lokasi gangguan antar fasa yang terhubung tiga unit DG. Error kecil dibandingkan tanpa kompensasi terdapat di bagian 1800-4880 meter, dan lebih besar terletak di 1800 meter dari substation (sebelum titik DG yang pertama). Dari gambar 12 menunjukan error negatip lebih dominan terhadap error positip. VI. KESIMPULAN Berdasarkan hasil simulasi dan analisa data yang dilakukan dalam tugas akhir ini, maka diperoleh beberapa kesimpulan sebagai berikut: 1. Sebelum terhubungnya unit DG pada feeder JTM didaerah Kalijudan, identifikasi lokasi gangguan hubung singkat mengalami kesalahan dalam memperhitungkan lokasi gangguan. Error terbesar di awal feeder utama yaitu antara 100-1500 meter dari substation sedangkan error terkecil terletak di akhir feeder utama yaitu antara 3000-4900 meter dari substation. 2. Penempatan DG mempunyai pengaruh dalam identifikasi lokasi gangguan hubung singkat. Simulasi dilakukan dengan menghubungkan satu unit DG (3MW) disepanjang feeder utama secara bergantian dengan hubung singkat di akhir feeder utama (4900 meter dari substation). Error terbesar terletak pada saat DG ditempatkan di bagian awal feeder utama (100-2000 meter dari substation), dan error terkecil pada saat DG hubungkan di akhir feeder utama (4000-4900 dari substation).
3. Hasil dari kompensasi pertama kurang efektif digunakan di-feeder pendek (Kalijudan) untuk mengurangi error yang diakibatakan terhubungnya unit DG dalam identifikasi lokasi gangguan antar fasa. Error semakin besar dibagian setelah titik hubung DG. Hasil yang sama ketika feeder di hubungkan dengan satu, dua, dan tiga unit DG. 4. Hasil dari kompensasi yang kedua kurang efektif digunakan di-feeder pendek (Kalijudan) yang terhubung dengan satu unit DG. Error masih cukup besar dibandingkan tanpa dikompensasi dibagian sebelum titik hubung DG yaitu antara100-2000 meter dari substation dan setelah titik hubung DG antara 4000-4800 meter dari substation. Sementara error lebih kecil hanya didaerah setelah titik hubung DG yaitu antara 3000-4000 meter dari substation. 5. Kompensasi kedua efektif ketika digunakan pada saat feeder Kalijudan terhubung dengan dua dan tiga unit DG. Error terbesar terletak sebelum titik hubung DG yang pertama yaitu antara 100-1000 meter dari substation dengan dua unit DG, dan 100-1500 meter dari substation dengan tiga unit DG. Sedangkan error terkecil terletak antara 10004500 meter dari substation dengan dua unit DG dan antara 1500-4900 meter dari substation dengan tiga unit DG 6. Kompensasi kedua dengan 3 unit DG menghasilkan rata-rata error terkecil dibandingkan dengan hasil dari simulasi dan perhitungan tugas akhir ini yang sudah dikerjakan. 7. Penambahan unit DG dengan kompensasi kedua membuat perhitungan dalam mengidentifikasi lokasi hubung singkat semakin akurat, akan tetapi penambahan unit DG mengakibatkan semakin besar biaya yang dibutuhkan. 8. Semakin panjang feeder JTM yang digunakan maka semakin efektif kegunaan dari mengidentifikasi lokasi gangguan antar fasa.
VII. SARAN Saran yang dapat diberikan untuk perbaikan dan pengembangan metode ini adalah sebagai berikut : 1. Pemilihan JTM yang tepat berpengaruh terhadap target yang ingin dicapai. 2. Kegunaan dari mengidentifikasi lokasi gangguan antar fasa dengan metode ini akan lebih manfaat jika JTM yang digunakan memiliki feeder panjang.
DAFTAR PUSTAKA [1]
[2]
[3]
[4]
[5]
GE Corporate Research and Development Niskayuna, “ DG Power Quality, Protection and Reliability Case Studies Report ”, Renewable Energy Laboratory National New York, August 2003. Penangsang, Ontoseno. “Diktat Kuliah Analisis Sistem Tenaga Listrik 1 & 2”. Jurusan Teknik Elektro, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya. N. Mithulananthan, M. M. A. Salama, C. A. Can˜izares and J. Reeve, “ Distribution system voltage regulation and var compensation for different static load models ”, Department of Electrical and Computer Engineering, University of Waterloo, Waterloo, Canada. J. Marvik, H. K. Høidalen, A. Petterteig, ” Evaluation of simple fault location on a feeder with DG, using fundamental frequency components ”, NORDAC, Norway, Sept. 2008 J. Marvik, H. K. Høidalen, A. Petterteig, ” Localization of Phase-to-Phase Faults on a Medium Voltage Feeder with Distributed Generation ”, International Conference on Power Systems Transients (IPST2009) in Kyoto, Japan June 3-6, 2009
RIWAYAT HIDUP Anggik Riezka Apriyanto dilahirkan di kota Bangsalsari Jember, 23 Desember 1987. Penulis adalah anak pertama dari dua bersaudara pasangan Isnu Handi Purwanto dan Karyawati. Penulis memulai karir akademisnya di TK ABA Bangsalsari, Jember dan SDN 3 Bangsalsari, Jember hingga lulus tahun 1999. Setelah itu penulis melanjutkan studinya di SLTP Negeri 1 Bangsalsari, Jember. Tahun 2002 penulis diterima sebagai siswa SMU Negeri 1 Rambipuji, Jember hingga lulus tahun 2005. Penulis diterima sebagai mahasiswa Diploma Teknik Elektro ITS dan lulus pada tahun 2008, kemudian melanjutkan pendidikan program Sarjana di Jurusan Teknik elektro Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya dan . mengambil bidang studi Teknik Sistem Tenaga.
